Содержание к диссертации
Введение
1. Методические основы изучения процессов рассоления 12
1.1. Проблемы экспериментального изучения засолоненных коллекторов 12
1.2. Проблемы разработки засолоненных коллекторов. Обзор мирового опыта 16
1.3. Физико-математические методы исследования процессов взаимодействия воды с отложениями соли
2. Методика изучения выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах при заводнении 40
3. Лабораторные исследования процессов рассоления
3.1. Статичные замеры 46
3.2. Потоковые эксперименты на водонасыщенном керне 47
3.3. Потоковые эксперименты по вытеснению нефти пресной водой на керне 53
3.4. Анализ результатов эксперимента 59
Выводы по разделу 3 70
4. Численные исследования процессов рассоления 73
4.1. Воспроизведение экспериментов в фильтрационной модели 73
4.2. Масштабирование результатов эксперимента 79
4.3. Численные исследования на синтетических моделях 83
4.1. Построение полномасштабной модели 98
Выводы по разделу 4 102
5. Оценка влияния рассоления на разработку 104
5.1. Оценка влияния процессов рассоления наКИН 104
5.2. Учет факторов рассоления при совершенствовании разработки. 111
5.3. Метод совершенствования разработки засолоненных коллекторов при заводнении 115
5.4. Анализ неопределенностей 116
Выводы по разделу 5 118
Основные выводы и рекомендации 119
Список использованных источников 1
- Физико-математические методы исследования процессов взаимодействия воды с отложениями соли
- Потоковые эксперименты по вытеснению нефти пресной водой на керне
- Масштабирование результатов эксперимента
- Метод совершенствования разработки засолоненных коллекторов при заводнении
Введение к работе
Актуальность проблемы
В настоящий момент формируется новый центр нефтедобычи в Восточной Сибири. Уже введены в эксплуатацию Верхнечонское, Талаканское, Ярактинское месторождения, ряд месторождений находится на стадии подготовки к разработке, в регионе активно ведется поиск и разведка. Отличительной особенностью коллекторов месторождений данной провинции является наличие солей в поровом пространстве. Основной солевой минерал - галит (NaCl), который заполняет поровый объем как частично, так и полностью, делая породу непроницаемой.
Разработка нефтяных объектов ведется с закачкой воды для поддержания пластового давления. Закачиваемая вода имеет минерализацию значительно ниже минерализации насыщения раствора солями, в ряде случаев закачивается пресная вода. На добывающих же скважинах прорывная вода закачки имеет предельную минерализацию. Таким образом, в пласте происходит растворение солей (рассоление). Стационарные опыты на керне по отмыву солей показывают значительное изменение структуры порового пространства. Вследствие рассоления пористость может возрастать кратно, проницаемость - на порядки, что может влиять на выработку запасов.
Российскими учеными Веригиным Н.Н., Голубевым B.C., Кричевец Г.Н., Гарибянц А.А., Арье А.Г., Храмченковым М.Г. и другими описан физико-математический аппарат механизма взаимодействия засолоненной породы и воды. Однако влияние рассоления на разработку месторождений нефти не исследовалось.
Таким образом, возникает актуальная проблема корректной оценки влияния процессов рассоления на динамику добычи нефти и на коэффициент извлечения нефти (КИН), а также актуальная задача повышения эффективности выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах.
Цель работы
Оценить влияние процессов рассоления на технологические показатели и КИН при заводнении засолоненных терригенных отложений Верхнечонского месторождения, а также разработать мероприятия по повышению эффективности
выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах при заводнении. Основные задачи исследований
-
Анализ существующих методов исследования засолоненных коллекторов;
-
Создание методики исследования выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах при заводнении;
-
Определение характеристик рассоления на основе экспериментов на керне;
-
Исследование эффектов рассоления на синтетических гидродинамических моделях. Выявление основных факторов, влияющих на выработку запасов нефти при рассолении;
-
Исследование эффектов рассоления на полномасштабной гидродинамической модели Верхнечонского месторождения. Оценка влияния рассоления на динамику технологических показателей и КИИ;
-
Создание метода совершенствования разработки засолоненных коллекторов, повышающего эффективность выработки запасов нефти на основе гидродинамической модели с учетом рассоления.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования являются терригенные пласты Вч Верхнечонского газонефтяного месторождения, а предметом - геолого-физические процессы, происходящие в поровом пространстве засолоненного коллектора при прокачке пресной воды.
Научная новизна выполненной работы
1. Разработана методика исследования выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах при заводнении, которая включает в себя: проведение специальных экспериментов на керне по рассолению; аналитическую обработку экспериментов с получением входных данных для моделирования (константу скорости растворения, зависимость изменения проницаемости от доли отмытой соли); исследования на детальных синтетических моделях с описанием процессов выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах в динамике; численные исследования на полномасштабной модели с получением оценок изменения КИИ и технологических показателей разработки в результате рассоления.
2. В результате исследований установлено, что при закачке
низкоминерализованной воды в засолоненный терригенный коллектор вследствие
процессов рассоления:
на фронте вытеснения образуется высокоминерализованная оторочка воды, что приводит к выравниванию фронта, увеличению времени безводной работы добывающих скважин, увеличению добычи нефти за безводный период;
за фронтом вытеснения образуются зоны пониженного фильтрационного сопротивления (высокопроницаемые каналы), что приводит к снижению коэффициента охвата вытеснением после прорыва воды к добывающим скважинам и, как следствие, к увеличению темпов обводнения и снижению конечного коэффициента извлечения нефти;
3. Предложен метод совершенствования разработки (метод повышения
эффективности выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах при
заводнении), включающий в себя адресную закачку высокоминерализованной
воды в нагнетательные скважины после начального периода закачки
низкоминерализованной воды, с целью минимизации фактора образования
высокопроницаемых каналов в пласте и повышения охвата вытеснением.
Практическая ценность и реализация
Впервые разработана методика исследования выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах при заводнении.
Создана адекватная реальным условиям геолого-техническая модель Верхнечонского месторождения с учетом процессов рассоления, которая позволяет корректно прогнозировать технологические показатели разработки месторождения и КИН. С использованием геолого-технической модели проведена оценка потерь КИН из-за процессов рассоления для Верхнечонского месторождения (-3,6 %).
Реализация метода повышения эффективности выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах при заводнении в качестве опытно-промышленных работ (ОПР) на Верхнечонском месторождении позволит дополнительно добыть более 0,2 млн. т. нефти.
Установленные закономерности процессов рассоления позволят корректно
оценить динамику добычи нефти и величину КИН при заводнении, а также разработать мероприятия по повышению эффективности выработки запасов нефти для целого ряда месторождений Восточной Сибири и мировых нефтяных провинций с засолоненным коллектором.
Разработанные в диссертации положения были рассмотрены и приняты к внедрению в ОАО «Верхнечонскнефтегаз» и ООО «Тюменский нефтяной научный центр».
Основные защищаемые положения
-
Методика исследования выработки запасов нефти в засолоненных коллекторах при заводнении;
-
Степень и характер влияния процессов рассоления в терригенных коллекторах при заводнении на технологические показатели и КИН;
-
Метод совершенствования разработки засолоненных коллекторов при заводнении.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Тема диссертации соответствует заявленной специальности, а именно пункту 2 «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».
Апробация результатов работы
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: III Международной конференции «Нефть и газ Восточной Сибири» (Москва, 2012 г.); технической конференции «Новые технологии при разработке и эксплуатации месторождений. От теории к практике.» (Тюмень, 2013 г.); VI научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки и обустройства месторождений» (Уфа, 2013 г.); Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые
технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2013 г.); Международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике (Москва, 2013 г.); расширенных технических совещаниях ОАО «Верхнечонскнефтегаз» (Тюмень, Иркутск 2011-2013 гг.); научно-технических советах ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, 2011-2013 гг.); заседании ЦКР Роснедра (Москва, 2011 г.); экспертно-технических советах ФБУ «ГКЗ» (Москва, 2012-2013 гг.) и семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (Тюмень, 2013 г.).
Публикации
Основные результаты работы опубликованы в 8 печатных работах, в том числе в 6 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 134 страницах машинописного текста, содержит 14 таблиц, 49 рисунков. Состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 102 наименований.
Физико-математические методы исследования процессов взаимодействия воды с отложениями соли
Многими исследователями было отмечено, что залежи подсолевых комплексов характеризуются сложным строением резервуаров и невыдержанностью емкостных свойств коллекторов как за счет изменения литологии пород, так и за счет локального засолонения их порового пространства. Причины и механизм возникновения этих природных явлений и сегодня остаются малоизученными, хотя именно они в конечном итоге определяют фильтрационно-емкостные свойства нефтегазоносных горизонтов.
На этапе доразведки и эксплуатации месторождения большое практическое значение имеет доказанная возможность прогнозирования участков с пониженными емкостью и проницаемостью продуктивных пластов-коллекторов. Авторы работы [6] отмечают, что для Верхнечонского месторождения главная проблема заключается в предсказании участков засолонения. Факторы постседиментационного засолонения коллекторов рассмотрены в работе [2]: контактный, гидрохимический и термобарический метаморфизм подземных вод и рассолов при испарении, вымораживании, гидратации газов; трапповый магматизм и, возможно, техногенное засолонение. Установлено, что главная и практически единственная причина регионального засолонения подсолевых терригенных коллекторов - термобарический метаморфизм рассолов (снижение температур и давлений), Дизъюнктивная деятельность траппового магматизма значительно активизировала эти процессы, но тепловое воздействие траппов и последующее охлаждение способствовали засолонению коллекторов незначительно. Засолонение карбонатных пород обусловлено всеми вышеотмеченными процессами. Значительное количество работ посвящено разработке методик определения подсчетных параметров в сложных терригенных и карбонатных коллекторах нефти и газа подсолевых комплексов, осложненным засолонением. Так, в работе [48] отмечается, что трудности интерпретации геолого-геофизических материалов терригенных разрезов подсолевого комплекса связаны со сложным строением коллекторов; по составу слагающих их минералов и структуры емкостного пространства. Повсеместно в коллекторах встречаются прослои, уплотненные вследствие частичного или полного засолонения. Наличие кристаллизованного галита в емкостном пространстве породы, наравне с глинистым цементом, значительно снижает эффективность оценки пористости методами ГИС, создает сложности при выделении засолоненных пород в разрезе и разделении их на коллекторы и неколлекторы.
Целью многочисленных исследований, например, [7, 32, 33, 36, 37, 38, 39,48,56], являлась разработка и обоснование петрофизических и интерпретационных моделей ГИС для определения эффективных толщин, оценки емкостных свойств и насыщенности продуктивных отложений, осложненных засолонением терригенных и карбонатных пород подсолевого комплекса.
Так, работа [56] посвящена разработке способа выделения интервалов солесодержащих пород в разрезах скважин по сопоставлению нормированных кривых двух методов стационарного нейтронного каротажа (НК) - нейтронного гамма (НГК) и нейтрон-нейтронного по тепловым нейтронам (ННКТ), на показания которых хлор, обладающий аномально высокими сечениями захвата тепловых нейтронов, влияет по-разному.
В работах [32, 36, 37, 38, 39] большое внимание уделяется сопоставлению результатов определения коэффициентов пористости по методу нейтронного гамма каратожа (НГМ) с определениями пористости на керне. Присутствие хлора в горных породах приводит к увеличению показаний НГМ и, соответственно, к снижению определяемой величины пористости Кпигм. При сопоставлении коэффициентов пористости по данным представительного керна и НГМ в интервалах с отсутствием галитового цемента наблюдали совпадение сравниваемых величин, в засолоненных интервалах имеет место расхождение {Кпнгм Кпкер"). Для учета систематического занижения пористости по НГМ авторами установлена зависимость Кп =f(CNaci), которая позволяет перейти к количественной оценке содержания соли в поровом пространстве (было получено эмпирическое уравнение для поправки AKn=f(CNaa).
В работе [7] авторы пришли к выводу, что для повышения точности добычных характеристик по ГИС необходимо типизировать коллектор и применять дифференцированную петрофизическую модель. Классификация пород была выполнена с использованием кластерного анализа данных ГИС, было выделено пять групп коллекторов и две группы неколлекторов. Применение нестандартного подхода при составлении петрофизической модели улучшило качество прогноза добычных характеристик по данным ГИС.
Большой цикл работ выполнен по изучению влияния содержания солей в горных породах на показания нейтронных методов [8, 9, 10, 14]. Так, в работах [8, 9] представлены результаты математического моделирования с целью оценки влияния содержания в горных породах галита при определении пористости породы по данным нейтронных методов.
В работе [10] представлены результаты оценки содержания галита в карбонатных отложениях по данным импульсного нейтронного каротажа. Было установлено, что использование сечения захвата нейтронов имеет ограничение по диапазону его содержания в пласте, а именно, содержание галита можно достоверно определять в пределах, не превышающих 10-12%. В этом диапазоне содержания галита комплекс методов двухзондовой модификации нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам и импульсного нейтронного каротажа (2ННК-НТ+2ИНГК) обеспечивает определение содержания галита в породе с погрешностью не выше 0,7-1,0%. Включение в комплекс аппаратуры литоплотностного каротажа позволит снизить указанную выше погрешность примерно в 1,5 раза.
Многочисленными авторами отмечается, что засолонение нефтегазонасыщенных пород подсолевых комплексов имеет значительное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород, так как кристаллизация солей, в основном представленных галитом, происходит именно в поровом пространстве, в результате чего пористость и проницаемость пород существенно снижается [2, 3, 4, 23, 32, 33, 36, 37, 38, 39, 40, 41, 48, 56, 59, 60]. Авторы работы [59] отмечают, что экстракция и обессоливание пород приводят к завышению пористости и особенно проницаемости пород и некорректному выделению интервалов коллекторов по керну. Таким образом, традиционные методики работы с керном, предполагающие предварительное обессоливание образцов, приводят к завышению ФЕС пород по образцам.
В работе [41] отмечено, что весь процесс исследования данного керна, начиная с распиловки, изготовления и экстракции образцов, должен осуществляться с использованием жидкостей, не растворяющих соли, а сроки между отбором керна на месторождении и определением искомых величин должны быть минимальны. Кроме этого, распиловку керна производить с воздушным охлаждением, изготовление образцов производить с использованием масла, керн экстрагировать в бензоле, существующие методы определения пористости адаптировать в зависимости от литологии и степени засолонения горных пород.
В целом, основываясь на результатах опубликованных работ, можно сделать вывод, что наличие соли является негативным фактором, который необходимо учитывать как при проведении лабораторных исследований с засолоненным керном, так и в ходе проведения интерпретации данных ГИС и построении геологической модели.
Потоковые эксперименты по вытеснению нефти пресной водой на керне
Существующие методики изучения выработки запасов, прогноза технологических показателей и КИН, разработанные российскими и иностранными исследователями (В.Д. Лысенко, С.Н. Закиров, В.А. Бадьянов, А.Н. Юрьев, СВ. Кожакин, В.К. Гомзиков, А.В. Гавура, И.Н. Малиновский, М.А. Жданов и д.р.) можно обобщить в следующие группы - это метод аналогов, статистические, эмпирические, экстраполяционные, методы на основе материального баланса, покоэффициентный метод, метод с использованием характеристик вытеснения [42], и, наконец, метод, основанный на численных расчетах с применением геолого-гидродинамических моделей.
Предложенные методики хорошо себя зарекомендовали на уже давно разрабатываемых месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири. При применении же методик для прогноза показателей в новых провинциях возникают следующие ограничения: отсутствие полноценных аналогов, отсутствие длительной истории работы месторождений, уникальные геолого-физические характеристики месторождений.
Геолого-гидродинамическая модель включает в себя весь комплекс геолого-промысловых исследований, модель может быть адаптирована для конкретных геолого-физических условий месторождения и служить прогнозным инструментом на любой из стадий разработки месторождения. При этом существующие подходы к построению ГДМ как правило не учитывают изменение структуры и объема порового пространства в процессе разработки несмотря на то, что большинство коммерческих симуляторов позволяет это учесть.
Таким образом необходимо создать методику изучения выработки запасов нефти на основе геолого-гидродинамического моделирования, которая бы учитывала изменение структуры порового пространства и минерализации воды в процессе рассоления.
Для этого вначале необходимо определить дополнительные параметры, которые нужно знать для проведения численных экспериментов на модели. А для определения дополнительных параметров, в свою очередь, необходимо выдвинуть гипотезу о происходящих процессах в засолоненном коллекторе в процессе заводнения.
Опишем процессы в следующей последовательности: в пласт закачивается пресная вода, соль в поровом пространстве растворяется в воде закачки, тем самым повышается минерализация воды закачки, при растворении соли происходит увеличение пористости и проницаемости порового пространства, процесс растворения может прекратится при достижении предельной минерализации, однако в пласт поступают новые порции пресной воды и рассоление продолжается в околоскважинном пространстве с возможным замедлением на удаленных участках от скважины.
В целом процесс достаточно комплексный и может быть описан на основе численных экспериментов. При этом до проведения численных экспериментов нельзя дать однозначный ответ, как изменения минерализации воды закачки, пористости и проницаемости породы будут влиять на выработку запасов нефти.
Входными же параметрами для численного эксперимента должны быть -скорость растворения соли в пласте в процессе закачки, динамика изменения проницаемости от доли отмытой соли, динамика изменения вязкости от степени минерализации воды.
Таким образом первым шагом методики должны быть эксперименты на керне по определению динамических параметров рассоления. Для этого предлагается при термобарических условиях проводить потоковый эксперимент по прокачке пресной воды через нефтенасыщенную колонку образцов керна с частичным засолонением (рис. 2.1). В ходе эксперимента замерять долю воды в объеме получаемого флюида, минерализацию воды, рассчитывать изменение проницаемости из-за рассоления. На основе данных об объеме полученной воды и ее минерализации рассчитывать долю отмытой соли. Также необходимо замерять вязкость воды с ростом минерализации, для построения эмпирической зависимости в дальнейшем.
Вторым шагом методики является аналитическая обработка результатов кернового эксперимента с целью получения входных данных для проведения численных экспериментов. Одним из наиболее важных параметров для описания процессов рассоления является кинетический коэффициент растворения Кр (или константа скорости реакции) которая напрямую входит в уравнение Богусского-Каяндера (4). Для нахождения кинетического коэффициента предлагается использовать метод Ерофеева-Колмогорова. Суть метода состоит в построении кинетической кривой растворения и её аппроксимации функцией вида: f(t) = 1 - e-kt" (5) Константа реакции Кр определяется из соотношения Саковича: Кр = nk (6) где к - постоянная, п характеризует порядок реакции. При п 1 скорость протекания реакции контролируется кинетическим процессом. При n = 1 скорость реакции сопоставима со скоростью диффузии, реакция первого порядка. При п 1 скорость реакции контролируется диффузией вещества в растворе.
Данный метод был разработан для оценки кинетики реакций химического растворения твёрдых тел, и его применение здесь имеет в определённой степени условный характер.
Кинетическая кривая строится как зависимость степени растворения а от времени t. Степень растворения определяется отношением массы растворённого вещества (в нашем случае массы вынесенной соли) к начальной массе вещества в образце.
Также на этом шаге строится эмпирическая зависимость изменения проницаемости от степени растворения соли.
На третьем шаге предлагается численно воссоздать керновый эксперимент с целью проверки физико-математического аппарата используемого симулятора и корректности построения численной модели.
В процессе проведения кернового эксперимента будет накоплен значительный пул данных - динамики изменение проницаемости, вязкости, давлений, объемов добываемых флюидов, доли нефти и воды в добываемом флюиде. При численном построении модели керна и проведении расчетов по воссозданию эксперимента эмпирические данные будут служить основой для проведения адаптации. Хорошая сходимость расчетных и экспериментальных данных должна служить индикатором корректности построения численной модели и возможности перейти к следующим этапам исследования.
Четвертым шагом является проведение процедуры масштабирования. Масштабирование является стандартным этапом при переходе в гидродинамической модели с мелкой ячейки на более крупную. Процедура масштабирования статических свойств хорошо отработана и является стандартной. В случае же с исследованием процессов рассоления появляется еще один масштабируемый параметр - зависимость изменения проницаемости от доли отмытой соли. Для ее масштабирования предлагается провести серию гидродинамических расчетов на моделях с различным сеточным шагом. Эталонным считать расчет на первоначальной модели керна с минимальным сеточным шагом. Итеративно подобрать множитель для зависимости проницаемости от доли отмытой соли для того чтобы решения по различным моделям совпадали с эталонным.
Масштабирование результатов эксперимента
Значения кинетического коэффициента реакции растворения на различных режимах близкие, исключая вторую стадию. Увеличение скорости закачки пресной воды на второй стадии в три раза привело к увеличению кинетического коэффициента растворения также примерно в три раза (в 2,88 раз).
Для задач моделирования можно принять среднее значение коэффициента 0,54 1/сут. Это значение соответствует и первой стадии эксперимента, при которой происходило основное вытеснение нефти, и заключительной стадии форсированной фильтрации воды и отмывания соли. Следует отметить, что кинетический коэффициент первой стадии эксперимента характеризует её заключительную часть, когда практически вся нефть вытеснена. В период совместной фильтрации нефти и воды скорость растворения ниже, об этом свидетельствуют незначительные изменения проницаемости породы по воде.
К сожалению, условия отбора и анализа проб воды в эксперименте не позволяли отбирать воду в момент совместного выхода нефти и воды. Минимальный объём пробы воды, достаточный для определения УЭС раствора, составляет 3 см3. Этот объём был набран спустя 1,5 часа после того, как нефть перестала поступать. Поэтому замеры минерализации раствора и массы отмываемой соли в период совместной фильтрации нефти и воды в эксперименте отсутствуют. Первая проба воды характеризует лишь состояние системы близкое к режиму совместной фильтрации.
Оценка роста проницаемости в процессе рассоления
Оценка проницаемости породы в ходе эксперимента имеет большие погрешности, поскольку корректное определение проницаемости возможно на установившихся режимах. В условиях постоянного изменения пористости и проницаемости породы установившиеся режимы фильтрации практически не наблюдаются. Поэтому оценка проницаемости среды относительно одной из фильтрующихся жидкостей в данном случае приближённая.
Начальная проницаемость составной колонки образцов составляет 7,9 мД (см. табл. 3.3). Фазовая проницаемость по нефти при 100% насыщении - 1,35 мД, соответственно, относительная фазовая проницаемость нефти при 100% насыщенности равна 0,17. Это наиболее достоверные данные, поскольку получены до начала эксперимента по рассолению.
Наблюдаемая в эксперименте динамика поступления нефти и воды свидетельствует характере вытеснения нефти близком к поршневому - после появления первых капель воды на выходе из керна в дальнейшем текла только одна вода без следов нефти (визуально след нефти в потоке не фиксировался). Однако подобная картина возможна и при вытеснении нефти из гидрофобной породы, когда вода прорывается по центру поровых каналов и слабо вытесняет нефть. Так или иначе, допустимо предположить, что при 100% насыщении породы водой фазовая воды будет примерно соответствовать фазовой нефти при 100% насыщении породы нефтью. Примем фазовую проницаемость воды в нерассоленной породе при 100% насыщении 1,6 мД (незначительно выше, чем нефти, поскольку вязкость воды ниже).
На момент снятия первой пробы воды в объёме 3,6 см3 поступление нефти практически прекратилось. Условно можно считать, что фазовая проницаемость нефти близка к 0, а насыщенность нефти близка к остаточной насыщенности. Будем считать, что дальнейшая фильтрация воды происходит без участия нефтяной фазы, т.е. при остаточной нефтенасыщенности.
Изменение проницаемости породы оценим по изменению проницаемости по воде. В частности получим, на момент отбора первой пробы, когда на выходе из керна течёт одна вода, фазовая проницаемость воды по экспериментальным замерам оценена на уровне 2,56 мД, что в 1,6 раз больше проницаемости воды до рассоления.
Масса отмытой соли составила 1,414 г, соответственно изменение объёма соли в породе относительно первоначального объёма породы (121,696 см3) равно 0,0054 д.е.
Рассчитывая подобным образом изменения проницаемости воды в ходе эксперимента, построим эмпирическую зависимость масштаба изменения проницаемости от изменения объёма соли в порах (рисунок 3.10). Как видно по графику, после вымывания из породы 70-ти процентов соли рост проницаемости прекращается. В конечном итоге проницаемость по воде увеличилась в 425 раз.
После потокового эксперимента определялась абсолютная проницаемость образцов (по газу). Кратность изменения абсолютной проницаемости в среднем по образцам составило 667 раз (таблица 3.7).
Метод совершенствования разработки засолоненных коллекторов при заводнении
Скважины сектора находятся в зоне повышенного содержания соли (рис. 5.1). На всех добывающих скважинах сектора осуществляется мониторинг объёма соли, отбираемого вместе с продукцией скважин, что является основой для настройки параметров рассоления модели.
На первом шаге была выполнена адаптация секторной модели на промысловые данные. На рисунке 5.2 приведен пример адаптации по скважине хх02 на минерализацию попутно-добываемой воды. Получена хорошая сходимость модельных и фактических данных.
На следующем шаге проводились численные расчеты на прогноз. Основной целью исследования являлась оценка влияния рассоления на объемы добычи. Для этих целей было выполнено 2 расчета. В обоих случаях в нагнетательные скважины закачивалась пресная вода. При этом в первом расчете опция рассоления в модели была включена, во втором опция не использовалась, т.е. был осуществлен возврат к стандартной модели Black Oil.
В результате расчетов было получено, что в случае с моделью рассоления оценка накопленной добычи нефти может снижаться до 12% (рис. 5.3). На данную оценку в первую очередь оказывает влияние динамика обводнения скважин (рис. Рисунок 5.4). В случае учета опции рассоления в модели наблюдается более поздний прорыв воды в добывающих скважинах, но при этом происходит более резкий рост обводненности после прорыва. Данная динамика подтверждается фактическими данными.
Таким образом, результаты прогнозных расчётов подтвердили предположения о влиянии рассоления на эффективность вытеснения нефти. Наблюдается положительный эффект - формирование зоны предельной минерализации на фронте вытеснения, где вязкость воды сравнима с вязкостью нефти, что приводит к более позднему прорыву воды и увеличению КИН за безводный период. Существует также и отрицательный эффект, обусловленный увеличением проницаемости и образованием промытых зон, по которым происходит быстрое продвижение воды и снижение охвата вытеснением, что, в конечном счете, приводит к потерям в накопленной добыче нефти.
Реальное значение коэффициента извлечения нефти может быть ещё меньше, поскольку в секторной модели с крупным сеточным шагом не «улавливается» образование слабодренируемых зон за фронтом вытеснения в сильно засолоненных областях коллектора, которые наблюдались в расчётах на синтетических моделях. Расчеты на полное развитие Утвержденный вариант разработки объекта Вч Верхнечонского месторождения - это формирование семиточечной обращенной системы разработки с применением горизонтальных скважин (как добывающих, так и нагнетательных). Расстояние между скважинами - 1040 м. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин - 2:1.
Для оценки влияния процессов рассоления на КИН был выполнен расчет утвержденного варианта на весь срок разработки объекта Вч на полномасштабной модели. При этом расчеты, как и в случае с секторной моделью, выполнялись в двух вариантах: с опцией рассоления и без.
В результате расчетов было получено, что КИН по месторождению по модели с рассолением прогнозируется на 3,6% ниже, чем по модели без рассоления. Отличается также динамика технологических показателей (рис. 5.5). Стоит отметить, что в начальный период добыча нефти по модели с рассолением выше, однако в конечном счете происходит потеря накопленной добычи. Таким образом, при использовании стандартных подходов к моделированию засолоненных коллекторов можно ошибаться в прогнозах технологических и КИН. Рассоление оказывает негативное влияние на разработку месторождения в целом, однако масштабы влияния значительно меньше, чем на секторной модели.
Динамика технологических показателей разработки объекта Вч по модели с учетом эффектов рассоления и без
Для того, чтобы выявить причины меньшего влияния рассоления на разработку в масштабах всего месторождения, необходимо перейти от интегральных показателей по месторождению к показателям по кустам или скважинам.
Все скважины, по которым выполнялся расчет, были сгруппированы в кусты и по каждому кусту рассчитано изменение КИН в результате рассоления. Необходимо пояснить, почему группировка выполнялась именно по кустам. Во-первых, в большинстве случаев куст представляет собой один или несколько элементов разработки, что удобно для анализа, во-вторых рекомендации по минерализации воды закачки с точки зрения инфраструктурных ограничений целесообразно делать по кустам, в-третьих, принято проводить экономическую и технологическую оценку эффективности куста до начала бурения, а это может являться базисом для оценки влияния рассоления на разработку.
На рисунке 5.6 на карту засолонения, рассчитанную как отношение толщины засолоненных пропластков (с различной степенью засолонения) к общей толщине пласта, нанесена цветовая градация символов, изображающих куст скважин. Зелёным цветом выделены кусты, конечная добыча нефти которых в модели с рассолением и закачкой пресной воды больше, чем в модели без рассоления. Чёрным цветом выделены кусты, где добыча нефти по модели с рассолением мало отличается от модели без рассоления (± 3%). Наконец, красным цветом выделены кусты, скважины которых имеют меньшую добычу нефти в модели с рассолением. Кусты, выделенные красным, указывают на области, где рассоление максимально негативно сказывается на добыче нефти.
Стоит отметить, что кусты со слабым эффектом от рассоления расположены в зонах, практически свободных от соли. По кустам же, расположенным в засолоненных областях, может наблюдаться как положительный, так и отрицательный эффект, который уже зависит от конкретных геологических условий, степени неоднородности засолонения и проницаемости по площади и разрезу.
Для оценки влияния рассоления на динамику технологических показателей в качестве примера приведены графики по добыче нефти и обводненности для одной из добывающих скважин (рис. 5.7) за 10 лет. В результате расчетов было получено, что накопленная добыча при расчетах на модели с рассолением существенно ниже аналогичной оценки по стандартной модели. Однако, если анализировать текущие показатели, то в первые годы наблюдается прирост добычи по модели рассоления.
На динамику добычи нефти, в первую очередь, оказывает влияние динамика обводнения продукции. В случае учета эффекта рассоления в модели мы видим более поздний прорыв воды к скважине (вязкостный фактор), но при этом происходит более резкий рост обводненности после прорыва (фактор увеличения проницаемости). Вода начинает фильтроваться по промытым высокопроницаемым каналам, что приводит к снижению коэффициента охвата и потерям в конечной нефтеотдаче. Анализ промысловых данных показывает, что вода приходит позже, чем изначально прогнозировалось по стандартной модели, также подтверждается и резкая динамика обводнения после прорыва.
Анализ динамики технологических показателей подтверждает выводы, полученные на синтетических моделях о выявлении двух факторов, влияющих на разработку: увеличения вязкости воды закачки и увеличения проницаемости среды. Соотношение этих двух факторов и определяет конечный эффект по уменьшению или приросту КИН для скважин и кустов, расположенных в различных зонах месторождения.
